1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Промышленно-нефтеносными горизонтами на Волковском месторождении являются терригенные отложения нижнего карбона: пласты CVI.2 и CVI.3 бобриковско-радаевского горизонтов, карбонатные отложения турнейского яруса: пласты СТкз1, СТкз2 и СТкз3 кизеловского горизонта и терригенные отложения девона: пласты Dкн кыновского, DI пашийского и DII муллинского горизонтов.
Рисунок 1.2 – Схематические геологические профили отложений турнейского яруса
Пласт СТкз 1. В пласте установлены пять массивных нефтяных залежей. Размеры залежей от 0,5х0,3 до 3,9х3,1 км, высота 4,0-56,0 м.
По керну пористость определена по 646 образцам, проницаемость по 564 образцам керна из 18 скважин. По ГИС произведено 354 определение пористости в 62 скважинах, 315 определений нефтенасыщенности в 57 скважинах.
Значения пористости и нефтенасыщенности при проектировании приняты по ГИС, проницаемости по керну.
Свойства нефти исследованы по 11 глубинным пробам из 10 скважин и по 54 поверхностным пробам. Нефть тяжелая, с повышенной вязкостью, высокосернистая, смолистая, парафинистая.
Пласт СТкз2. В пласте установлены три массивных нефтяных залежи. Размеры залежей от 0,5х0,3 до 0,6х0,5 км, высота 6,0-46,0 м.
По керну пористость определена по 45 образцам из пяти скважин, проницаемость по 39 образцам из трех скважин. По ГИС произведено 19 определений пористости и 18 определений нефтенасыщенности в девяти скважинах.
Значения пористости и нефтенасыщенности при проектировании приняты по ГИС, проницаемости по керну.
Свойства нефти исследованы по четырем глубинным пробам из трех скважин и по двум поверхностным пробам. Нефть тяжелая, маловязкая, высокосернистая, смолистая, парафинистая.
Пласт СТкз3. В пласте установлены три массивных нефтяных залежи. Размеры залежей от 0,3х0,2 до 0,5х0,4 км, высота 8,0-40,0 м.
По керну пористость определена по десяти, проницаемость по семи образцам из трех скважин. По ГИС произведено 32 определений пористости в восьми скважинах и 24 определений нефтенасыщенности в семи скважинах.
Значения пористости и нефтенасыщенности при проектировании приняты по ГИС, проницаемости по керну.
Свойства нефти исследованы по одной глубинной и одной поверхностной пробам. Нефть тяжелая, маловязкая, высокосернистая, смолистая, парафинистая.
Рисунок 1.3 – Схематически геологические профили терригенных отложений нижнего карбона
Пласт CVI.2. В пласте установлены пять пластовых, литологически экранированных и пластовых сводовых нефтяных залежей. Размеры залежей от 0,4х0,3до 1,4х1,6 км, высота 1,2-31,5 м.
По керну пористость определена по 28 образцам, проницаемость по 25 образцам из трех скважин. По ГИС произведено семь определений пористости в шести скважинах и шесть определений нефтенасыщенности в пяти скважинах. Значения пористости и нефтенасыщенности при проектировании приняты по ГИС, проницаемости по керну.
Свойства нефти исследованы по двум глубинным пробам из двух скважин и по двум поверхностной пробам. Нефть тяжелая, повышенной вязкости, высокосернистая, смолистая, парафинистая.
Пласт CVI.3.
В пласте установлены три пластовых сводовых и пластовых литологически экранированных нефтяных залежей. Размеры залежей от 0,4х0,3 до 1,0х0,7 км, высота 1,2-39,0 м.
По керну пористость определена по 646 образцам керна из 18 скважин, проницаемость по 576 образцам керна из 13 скважин. По ГИС произведено 21 определение пористости и нефтенасыщенности в 14 скважинах.
Значения пористости и нефтенасыщенности при проектировании приняты по ГИС, проницаемости по керну.
Свойства нефти исследованы по двум глубинным пробам из одной скважины и по восьми поверхностным пробам. Нефть тяжелая, высоковязкая, высокосернистая, смолистая, парафинистая.
Рисунок 1.4 – Схематические геологические профили терригенных отложений девона
Пласт Dкн. В пласте установлены четыре литологические и одна пластовая сводовая залежи. Размеры залежей от 0,4х0,3 до 1,8х0,5 км, высота 1,2-6,6 м.
По керну пористость определена по 41, проницаемость по 38 образцам из четырех скважин. По ГИС произведено девять определений пористости и девять определений нефтенасыщенности в семи скважинах.
Значения пористости и нефтенасыщенности при проектировании
приняты по ГИС, проницаемости по керну.
Свойства нефти исследованы по двум глубинным пробам из двух скважин и одной поверхностной пробам. Нефть тяжелая, маловязкая и с повышенной вязкостью, высокосернистая, смолистая, парафинистая.
Пласт DI. В пласте установлены шесть пластовых залежей. Размеры залежей от 0,4х0,2 до 1,5х0,9 км, высота 3,6-16,5 м.
По керну пористость определена по 73, проницаемость по 69 образцам из 13 скважин. По ГИС произведено 21 определение пористости из 14 скважин и 12 определений нефтенасыщенности в 8 скважинах.
Значения пористости и нефтенасыщенности при проектировании приняты по ГИС, проницаемости по керну.
Свойства нефти исследованы по двум глубинным пробам из двух скважин и пяти поверхностным пробам. Нефть тяжелая, маловязкая, сернистая и высокосернистая, смолистая, парафинистая.
Пласт DII. В пласте установлены две пластовых залежи. Размеры залежей от 0,6х0,1 до 0,8х0,3 км, высота 5,0 м.
По керну пористость определена по 35 образцам в 7 скважинах, проницаемость по 30 образцам в 6 скважинах. По ГИС произведено 21 определение пористости из 14 скважин и 5 определений нефтенасыщенности в 5 скважинах.
Значения пористости и нефтенасыщенности при проектировании приняты по ГИС, проницаемости по керну.
Свойства нефти исследованы по двум поверхностным пробам из двух скважин. Глубинные пробы из пласта DII не отбирались. Нефть высокосернистая, смолистая, парафинистая.
Лабораторные исследования коэффициентов вытеснения нефти и относительных фазовых проницаемостей проводились на керновом материале по всем продуктивным отложениям, кроме муллинских Волковского нефтяного месторождения. Песчаники бобриковского, кыновского, пашийского горизонтов и карбонаты турнейского яруса отнесены к породам с промежуточным характером смачиваемости.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов представлена в таблицах 1.1 – 1.4.
Таблица 1.1 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Луговского участка.
|
|
Луговская |
|
|
|
Наименование |
бобри-ковский (CVI.2; CVI.3) |
турнейский (СТкз2; СТкз3) |
ТТД (Dкн; DI; DII) |
|
Средняя глубина залегания кровли, м |
1632 |
1697 |
2024 |
|
Тип залежи |
пластово-сводовый |
массив-ный |
пластово-сводовый |
|
Тип коллектора |
поровый |
порово-каверн. |
поровый |
|
Площадь нефтеносности (В+С1+С2), тыс.м2 |
905 |
645 |
288 |
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
1,6;9,2 |
4,0;5,5 |
1,2;3,2;5,2 |
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м |
0;5,1 |
1,4;2,0 |
0;0;5,2 |
|
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м |
0,8;7,1 |
2,4;3,1 |
0,6;2,8;1,7 |
|
Коэффициент пористости, д.ед. |
0,16;0,23 |
0,1;0,09 |
0,14;0,17; 0,17 |
|
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед. |
0,87;0,90 |
0,85 |
0,86;0,90;0,86 |
|
Проницаемость, мкм2 |
0,203-0,791 |
0,002-0,01 |
0,035 |
|
Коэффициент песчанистости, д.ед. |
0,88-0,96 |
0,61 |
0,68-0,85 |
|
Расчлененность, ед |
1,0-1,2 |
2,7-3,9 |
1,1-1,8 |
|
Начальная пластовая температура, оС |
27 |
30 |
36 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
17,5 |
17,62 |
21,8 |
Продолжение таблицы 1.1
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с |
9,48 |
6,64;4,75 |
5,53 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,856 |
0,836;0,826 |
0,84 |
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1482,6 |
-3134,4 |
-1874,6 |
|
Объемный коэффициент нефти, д.ед. |
1,095 |
1,126 |
1,118 |
|
Содержание серы в нефти, % |
2,18 |
2,22 |
1,93 |
|
Содержание парафина в нефти, % |
2,85 |
3,73 |
2,75 |
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
8,1 |
7,8;8,4 |
6,77 |
|
Газовый фактор, м3/т |
42 |
46 |
45 |
|
Содержание сероводорода, % |
0,05 |
0,01;0,92 |
0,15 |
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа.с |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
|
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 |
1,14 |
1,17 |
1,2 |
|
Сжимаемость нефти, 1/МПа х 10-4 |
7,5 |
7,3;8,3 |
7,2 |
|
Коэффициент вытеснения, д.ед. |
0,662 |
0,46 |
0,622 |
Таблица 1.2 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Волковского, Воецкого, Камышевского участка.
|
Наименование |
Волковская |
Воецкая |
Камышев-ский |
|
турней-ский (СТкз1) |
ТТД (Dкн; DI) |
ТТД (Dкн) | |
|
Средняя глубина залегания кровли, м |
1680,0 |
2002,0 |
1966,0 |
|
Тип залежи |
массивный |
пластово-сводовый |
пластово-сводовый |
|
Тип коллектора |
порово-каверн. |
поровый |
поровый |
Продолжение таблицы 1.2
|
Площадь нефтеносности (В+С1+С2), тыс.м2 |
6856 |
1051 |
813 |
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
12,4 |
3,6;4,3 |
2 |
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м |
3,4 |
0;2,7 |
0 |
|
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м |
9,3 |
2,2;2,7 |
1,4 |
|
Коэффициент пористости, д.ед. |
0,12 |
0,17;0,16 |
0,16 |
|
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед. |
0,88 |
0,86;0,87 |
0,86 |
|
Проницаемость, мкм2 |
0,02 |
0,069-0,304 |
0,063 |
|
Коэффициент песчанистости, д.ед. |
0,61 |
0,68-0,85 |
1 |
|
Расчлененность, ед |
3,1 |
1,1-1,6 |
1 |
|
Начальная пластовая температура, оС |
27,0 |
36,0 |
38,0 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
16,65 |
17,98 |
18,9 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с |
6,92 |
12,3; 9,81 |
4,34 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,843 |
0,846;0,849 |
0,875 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,886 |
0,890 |
- |
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1423,7-1425,7 |
-1852,0-1869,0 |
-1968,5 |
|
Объемный коэффициент нефти, д.ед. |
1,121 |
1,125 |
1,142 |
|
Содержание серы в нефти, % |
2,3 |
2,04 |
2,10*** |
|
Содержание парафина в нефти, % |
2,3 |
4,1 |
3,41*** |
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
8,02 |
10,1;11,3 |
11,2 |
Продолжение таблицы 1.2
|
Газовый фактор, м3/т |
52,0 |
45,0-52,0 |
54,9 |
|
Содержание сероводорода, % |
0,74 |
0,08 |
не опр. |
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа.с |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
|
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 |
1,17 |
1,16 |
1,160** |
|
Сжимаемость нефти, 1/МПа х 10-4 |
7,4 |
6,1;7,3 |
7,1 |
|
Коэффициент вытеснения, д.ед. |
0,460 |
0,528 |
0,622 |
Таблица 1.3 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Гуровского участка.
|
Наименование |
Гуровская |
|
|
|
бобри-ковский (CVI.2; CVI.3) |
турней-ский (СТкз1) |
ТТД (DI; DII) | |
|
Средняя глубина залегания кровли, м |
1562,.0 |
1568 |
2105 |
|
Тип залежи |
пластово-сводовый |
массивный |
пластово-сводовый |
|
Тип коллектора |
поровый |
порово-каверн. |
поровый |
|
Площадь нефтеносности (В+С1+С2), тыс.м2 |
744 |
1906 |
981 |
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
3,2;1,7 |
6 |
3,3;5,0 |
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м |
0;0 |
4,3 |
0;4,8 |
|
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м |
1,7;1,2 |
4,6 |
2,1;1,9 |
|
Коэффициент пористости, д.ед. |
0,17;0,18 |
0,11 |
0,16;,0,17 |
|
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед. |
0,89;0,84 |
0,88 |
0,79;0,86 |
Продолжение таблицы 1.3
|
Проницаемость, мкм2 |
0,317 |
0,001-0,006 |
0,156 |
|
Коэффициент песчанистости, д.ед. |
0,88-0,96 |
0,61 |
0,68-0,79 |
|
Расчлененность, ед |
1,0-1,2 |
3,1 |
1,6-1,8 |
|
Начальная пластовая температура, оС |
27 |
28 |
38 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
16,26 |
15,4 |
22,66 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с |
7,35 |
13,8 |
7,44 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,85 |
0,871 |
0,84 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,87 |
0,886 |
0,892 |
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-2828,9 |
-2848,6 |
-3915,3 |
|
Объемный коэффициент нефти, д.ед. |
1,084 |
1,087 |
1,147 |
|
Содержание серы в нефти, % |
2,18 |
2,64 |
1,89 |
|
Содержание парафина в нефти, % |
2,85 |
2,96 |
4,04 |
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
6 |
6,83 |
11,2 |
|
Газовый фактор, м3/т |
42 |
43 |
57 |
|
Содержание сероводорода, % |
0,53 |
1,12 |
не обн. |
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа.с |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
|
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 |
1,14 |
1,17 |
1,19 |
|
Сжимаемость нефти, 1/МПа х 10-4 |
7,2 |
7,6 |
8 |
|
Коэффициент вытеснения, д.ед. |
0,662 |
0,46 |
0,574 |
Таблица 1.4 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Мельниковского участка
|
Наименование |
Мельниковская |
| |
|
бобри-ковский (CVI.2) |
турней-ский (СТкз1) |
ТТД (DI) | |
|
Средняя глубина залегания кровли, м |
1590 |
1650 |
2076 |
|
Тип залежи |
пластово-сводовый |
массивный |
пластово-сводовый |
|
Тип коллектора |
поровый |
порово-каверн. |
поровый |
|
Площадь нефтеносности (В+С1+С2), тыс.м2 |
1543 |
2738 |
325 |
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
2,1 |
8,2 |
2,6 |
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м |
0 |
4,7 |
0 |
|
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м |
2,1 |
5,3 |
2 |
|
Коэффициент пористости, д.ед. |
0,18 |
0,11 |
0,16 |
|
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед. |
0,85 |
0,73 |
0,79 |
|
Проницаемость, мкм2 |
0,089 |
0,079* |
0,063 |
|
Коэффициент песчанистости, д.ед. |
0,96 |
0,61 |
0,68 |
|
Расчлененность, ед |
1 |
3,1 |
1,6 |
|
Начальная пластовая температура, оС |
28 |
29 |
38 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
17,2 |
17,7 |
22 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с |
40,57 |
15 |
19,8 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,9 |
0,871 |
0,869 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,917 |
0,895 |
0,91 |
Продолжение таблицы 1.4
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1510,7 |
-1529,5 |
-1948,9 |
|
Объемный коэффициент нефти, д.ед. |
1,034 |
1,064 |
1,097 |
|
Содержание серы в нефти, % |
1,52 |
2,42 |
2,7 |
|
Содержание парафина в нефти, % |
2,85**** |
2,96***** |
4,04 |
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
3,24 |
4,8 |
7,65 |
|
Газовый фактор, м3/т |
11,8 |
43 |
54 |
|
Содержание сероводорода, % |
0,2 |
0,46 |
не обн. |
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа.с |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
|
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 |
1,14 |
1,17 |
1,2 |
|
Сжимаемость нефти, 1/МПа х 10-4 |
6,4 |
6,7 |
7 |
|
Коэффициент вытеснения, д.ед. |
0,662 |
0,46 |
0,574 |